Bloki 200 MW – na emeryturę czy do pracy?

Od pewnego czasu słychać głosy na temat przedłużenia życia jednostek węglowych, tzw. bloków klasy 200 MW. Są to jedne z najstarszych, najdroższych w eksploatacji i najbardziej emisyjnych bloków w polskim systemie energetycznym. W niniejszym artykule zastanawiamy się, czy przedłużenie ich życia ma sens i jak wpłynęłoby na zmniejszenie potrzeby budowy nowych mocy gazowych.

Kontekst

Polski system energetyczny jest na skraju niezbilansowania. Mimo kryzysu energetycznego, zapotrzebowanie na energię elektryczną utrzymuje się na wysokim poziomie[1]. Głównym powodem pogłębiającego się deficytu mocy jest wysokie zapotrzebowanie na energię, niewystarczający przyrost nowych mocy względem planowanych w KSE wyłączeń i nieoptymalne wykorzystanie istniejącej infrastruktury wytwórczej (z pominięciem np. kogeneracji). Brakuje również decyzji o inwestycjach w odtworzenie mocy przez stan zawieszenia w oczekiwaniu na powołanie NABE (Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego), która ma przejąć od spółek aktywa węglowe. W oczekiwaniu na to zdarzenie nikt w sektorze energetycznym oraz w ministerstwach nie czuje się odpowiedzialny za utrzymanie majątku wytwórczego, mimo, że z analiz wynika, że po 2025 r. ryzyko niezbilansowania radykalnie rośnie. Do tego energetyka odnawialna, która mogłaby rozwijać się szybciej, jest politycznie blokowana.

Do niedawna zakładano, że stare bloki węglowe będą zastępowane przez elektrownie gazowe – w kolejnych 8 latach miałoby powstać nawet 10-11 GW mocy. Obecne wysokie (i przede wszystkim bardzo zmienne) ceny gazu mogą jednak utrzymać się jeszcze przez wiele lat, a sytuacja geopolityczna obarcza to paliwo bardzo wysokim ryzykiem. W tym świetle należy pilnie zweryfikować plany rozbudowy na wielką skalę mocy gazowych. Teoretycznie alternatywą jest dostosowanie istniejących obecnie w systemie mocy, w tym bloków klasy 200 MW, do współpracy z OZE.

Państwo musi pilnie wskazać kierunek dotyczący mocy konwencjonalnych w średnim terminie – czy należy inwestować w nowe moce gazowe, które powinny pracować 25-30 lat, aby inwestor uzyskał zwrot z inwestycji? Czy wykorzystujemy jednostki węglowe – jeśli tak to jak długo i w jakim zakresie. Pozostawienie tej sprawy bez rozwiązania, w połączeniu z brakiem decyzji odnośnie do utworzenia (lub nie) NABE[2], powoduje wzrost ryzyka kumulacji problemów energetyki i ostatnie deklaracje dotyczące energetyki jądrowej nie rozwiązują tych problemów.

Charakterystyka bloków 200 MW

Bloki klasy 200 MW są jednymi z najstarszych źródeł wytwórczych w polskim systemie energetycznym. Są to jednostki opalane węglem kamiennym lub brunatnym. Ich budowa rozpoczęła się w latach 60. ubiegłego wieku, ponad 50 lat temu.

Z ponad 60 bloków tej klasy w eksploatacji pozostało jeszcze 47 jednostek: 38 na węgiel kamienny i 9 na węgiel brunatny. Rozmieszczone są w całej Polsce. Najwięcej z nich należy do PGE, Enei i Tauronu, które dysponują odpowiednio 16, 15 i 10 blokami. Pozostałe należą do ZE PAK (3) i PKN Orlen (3).

Łączna moc osiągalna w tych jednostkach wynosi 10,85 GW, co stanowi około 20% całkowitej mocy wytwórczych KSE oraz ok. 39% mocy jednostek centralnie dysponowanych (JWCD), którymi dysponuje operator (PSE), bilansując system elektroenergetyczny.

Generacja energii elektrycznej bloków klasy 200 MW w 2021 r. wyniosła 41,2 TWh, co odpowiada 23% łącznej krajowej produkcji. Dwusetki odpowiadają za ok. 1/3 produkcji z węgla kamiennego i 1/4 z węgla brunatnego.

Według szacunków Forum Energii, w 2021 r. jednostki te zużyły ponad 11 mln ton węgla kamiennego i 12 mln ton węgla brunatnego.

Spalanie takiej ilości węgla wiąże się z emisjami nie tylko pyłów, tlenków siarki i azotu, lecz również ogromnych ilości dwutlenku węgla. Szacujemy, że w 2021 r. bloki klasy 200 MW wyemitowały 38,8 mln ton CO2, co stanowi 35% wszystkich emisji z elektroenergetyki przy 23% udziale w produkcji energii elektrycznej.

Stare bloki, duże emisje, wysokie koszty

Na wykresie poniżej przedstawiono strukturę wieku bloków klasy 200 MW. Z 47 pracujących bloków tylko 19[3] przeszło gruntowną modernizację. Z punktu widzenia kluczowych elementów elektrowni – układu przepływowego (tj. kotła i turbiny) – są to najmłodsze jednostki. To właśnie elementy przepływowe limitują czas życia jednostki wytwórczej. 22 bloki pracują od lat 60.-70.-80. bez znaczących modyfikacji. Pozostałe 6 jednostek, w wieku 17-24 lat, to nowsze konstrukcje, odrębne technologicznie[4] od pozostałych bloków klasy 200 MW.

Niezależnie od wieku bloków 200 MW, ze względu na ich bardzo niską sprawność (31-38% w porównaniu do 44,5% najnowszego bloku elektrowni Kozienice), są to najmniej ekonomiczne jednostki w polskiej elektroenergetyce. Spalają więcej węgla i emitują więcej CO2 na MWh niż pozostałe, większe bloki w polskim KSE (840 do 1251 kgCO2/MWh, przy średniej polskiej emisyjności produkcji energii elektrycznej na poziomie 720 kgCO2//MWh). To znaczy, że ich koszty operacyjne (zakup węgla i uprawnień do emisji CO2) są wyższe niż ich konkurencja.

Znacząco różnią się współczynniki wykorzystania mocy dla bloków 200 MW. Na poniższej grafice pokazano trzy wybrane jednostki. Blok nr 3 w elektrowni Połaniec, nie licząc przerwy remontowej, pracuje niemal non-stop, natomiast blok nr 1 w tej samej elektrowni jest wykorzystywany sporadycznie i przeważnie stoi.

Perspektywy na przyszłość

Bloki 200 MW – jako najstarsze jednostki – są stopniowo wyłączane. Tylko od 2017 r. wycofano z eksploatacji siedem jednostek tej klasy[5]. Kolejne dwa bloki[6] są planowane do odstawienia z końcem 2022 r. W latach 2023-2024 mają być odstawione kolejne [7]. Elektrownie są wyłączane zarówno ze względu na koszty, jak i brak paliwa (np. elektrownie PAK). Ponadto w 2028 r. zostaną opublikowane nowe tzw. konkluzje BAT, które spowodują konieczność dostosowania bloków do zaostrzonych wymogów środowiskowych. Nie jest jeszcze znany ostateczny kształt dyrektywy IED, wymuszającej stosowanie BAT-ów, jednak istnieje realne zagrożenie, że bloki klasy 200 MW, jako jednostki najstarsze i najbardziej emisyjne, nie będą technicznie w stanie spełnić nowych wymagań. Nawet jeżeli modernizacje okażą się technicznie wykonalne, będą się wiązały z wysokimi nakładami inwestycyjnymi, a spółki energetyczne niechętnie finansują tego typu projekty, zwłaszcza w jednostki u schyłku eksploatacji.

Dlatego należy spodziewać się kolejnych wyłączeń z przyczyn ekonomicznych: bloki te są coraz bardziej awaryjne, emisyjne, spada ich sprawność, a zatem rosną, i tak już wysokie, koszty eksploatacji.

Ważnym źródłem przychodu jest wsparcie z rynku mocy. Obecnie 39 bloków ma zawarte kontrakty mocowe, ale większości z nich (29) kończą się one po roku 2025. Moc zakontraktowana bloków 200 MW na rynku mocy w 2026 r. wynosi 2 GW[8].

Nawet bloki, które uczestniczą obecnie w rynku mocy, bez zmiany technologii (paliwa), zgodnie z obecnymi regulacjami[9] nie mogą być wspierane po roku 2025, ze względu na jednostkową emisyjność przekraczającą 550 gCO2/kWh. Bez dodatkowego wsparcia ze środków publicznych elektrownie te zaczną przynosić duże straty dla wytwórców – konkretnie dla Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE), która zgodnie z deklaracjami Ministerstwa Aktywów Państwowych ma przejąć aktywa węglowe. Widmo dużych strat to jeden z głównych powodów pozbycia się aktywów przez państwowe spółki energetyczne. Co nie zmienia faktu, że państwo będzie miało ogromny problem z ich utrzymaniem.

Geneza programu Bloki 200+

Próbę reanimacji małych bloków węglowych podjęto już ponad 5 lat temu. W 2017 r. w Narodowym Centrum Badań i Rozwoju (NCBR) rozpoczęto realizację Programu Bloki 200+[10]. Jego celem było sprawdzenie możliwości uealastycznienia pracy jednostek – dostosowanie do zwiększonej zmienności obciążenia, dużej liczby rozruchów i odstawień, obniżenia minimum technicznego – przy jak najmniejszych nakładach inwestycyjnych. Dostosowanie do pracy podszczytowej i szczytowej jest konieczne przy rosnącym udziale niesterowalnych źródeł odnawialnych w systemie.

Szczegółowe zadania Programu zostały podzielone na obowiązkowe i fakultatywne. Wśród tych drugich znalazło się dostosowanie do BAT-ów (rewizji dyrektywy IED) oraz zwiększenie sprawności w zakresie 40%-60% mocy nominalnej. Wśród zadań obowiązkowych wyszczególniono:

Poza zadaniami obowiązkowymi i fakultatywnymi, wyszczególniono również wymagania dodatkowe, które nie były w żaden sposób opomiarowane i nie wiadomo, czy firmy w zgłoszonych ofertach musiały udowadniać ich spełnienie. Wśród wymagań dodatkowych wymieniono:

• utrzymanie dyspozycyjności bloku na obecnym poziomie, jednak nie mniej niż 90%,
• wydłużenie czasu życia bloku o ok. 15-20 lat,
• utrzymanie bądź zwiększenie bezpieczeństwa pracy bloku.

Wyniki programu Bloki 200+

Do trzeciej, ostatniej fazy Programu przeszły trzy firmy: (1) Rafako, (2) Pro Novum oraz (3) konsorcjum Polimex Mostostal, Politechnika Warszawska, Transition Technologies i Energoprojekt Warszawa. Wyniki prac z zakresu zadań obowiązkowych zostały przedstawione w poniższej tabeli.

Przedstawiono również porównanie wyników ekonomicznych – nakładów inwestycyjnych (CAPEX), wpływu na koszty zmienne (OPEX) oraz efekt finansowy po 10 latach pracy bloku, zdefiniowany jako suma nakładów inwestycyjnych oraz 10 lat oszczędności na OPEX-ie, wynikających z pracy przy zmienionych parametrach.

CAPEX w ofercie Pro Novum jest najniższy, ponieważ nie przewiduje prawie żadnych fizycznych prac na bloku, poza zmianą automatyki i oprogramowania. Z tego względu również jako jedyna osiągnęła ujemny efekt finansowy, czyli realną oszczędność. Dodatni efekt finansowy Rafako i Polimexu oznacza, że  w perspektywie 10 lat oszczędność na OPEX-ie nie pokrywa nakładów inwestycyjnych poniesionych na modernizację.

Co i dla kogo?

Odstawianie bloków 200 MW postępuje. W momencie uruchamiania Programu Bloki 200+ działały 54 jednostki. Dziś liczba ta zmniejszyła się do 47 bloków. Do końca roku 2024 planowane jest odstawienie kolejnych co najmniej 6 bloków. Należy też odjąć blok w Rybniku, który w 2026 r. stanie się jednostką gazową.

Pozostaje więc 40 bloków, których modernizację można rozważać. Jednak 17 z nich nie przeszło gruntownej modernizacji układu przepływowego, tj. ich kocioł i turbina mają ponad 40 lat, co oznacza, że bez znaczących inwestycji ich życie dobiega końca. Modernizacja wymagałaby dużych nakładów, natomiast bez niej ich awaryjność i dyspozycyjność będą w perspektywie 10 lat na nieakceptowalnym poziomie. Pozostają więc 23 bloki. Dodając kolejne warunki (np. współczynnik wykorzystania mocy nie mniejszy niż 50%) liczba jednostek, które sensownie byłoby zmodernizować, maleje. Niezależnie od przyjętych dalszych kryteriów, można rozważać wszystkie 8 bloków elektrowni Kozienice, 6 bloków elektrowni Połaniec[11] (2-7) oraz kilka bloków elektrowni Turów.

Dla pojedynczych bloków w najlepszej kondycji istnieje duże prawdopodobieństwo, że podejście najtańsze, ingerujące jedynie w automatykę i oprogramowanie, będzie optymalne. Gdyby dopuścić do Programu jednostki starsze, należałoby rozważyć droższe rozwiązania, ingerujące również w część technologiczną. Jest to istotne zwłaszcza ze względu na zmianę charakteru pracy bloków – były projektowane do pracy w podstawie, natomiast obecnie coraz większa część z nich będzie wykorzystywana do pracy co najmniej podszczytowej. Wiąże się to nie tylko z dynamiczną zmianą obciążenia, lecz również z licznymi odstawieniami i rozruchami. Oba te czynniki powodują bardzo duże naprężenia cieplne, które przy zmęczonej setkami tysięcy godzin pracy stali, są równoważne z dużą awaryjnością i kosztownymi naprawami w części przepływowej elektrowni.

Cele neutralności klimatycznej

Obecny kryzys energetyczny nie wpływa w żaden sposób na przyjęte cele osiągnięcia neutralności klimatycznej do 2050 r. Co więcej – rozchwianie rynków oraz chęć uniezależniania się europejskich państw od importowanych paliw kopalnych przyspieszy proces transformacji energetycznej. Perspektywa użycia węgla powinna dodatkowo uwzględniać dokładny bilans zasobów.

W Polsce zasoby dostępnego węgla kamiennego i brunatnego są ograniczone i nie ma szans na znaczne zwiększenie wydobycia węgla kamiennego – będzie ono, tak jak do tej pory, stopniowo spadać, głównie z powodów geologicznych, ekonomicznych i ograniczonych możliwości inwestycji. Bardziej intensywne wydobycie węgla brunatnego przełoży się na szybszy koniec produkcji energii elektrycznej w Turowie i Bełchatowie. Podstawą transformacji energetycznej w kolejnych latach powinien być rozwój źródeł odnawialnych i to właśnie z rozwojem OZE trzeba powiązać ew. modernizację jednostek 200+.

Przedłużenie pracy jednostek węglowych negatywnie wpłynie na bilans emisji – choć kluczowy będzie model pracy tych jednostek – im mniej, tym lepiej. Objęcie modernizacją 4 GW mocy węglowych, przy założeniu pracy do 2035 r. przy coraz niższych czasach wykorzystania, wiązałoby się z emisją 212 Mt CO2. Alternatywnie, budowa 3 GW nowych mocy gazowych[12], przy założeniu ich pracy do 2050 r. (do czasu zwrotu inwestycji) wiązałaby się z emisją gazów cieplarnianych mniejszą o 28% (152 Mt CO2[13]). Jest to jednak uproszczone wyliczenie, ponieważ na całkowite emisje ma wpływ pełny miks energetyczny. Nie jest to przedmiotem niniejszej analizy.

Jak sfinansować pracę jednostek?

Wsparcie ze środków publicznych elektrowni emitujących powyżej 550 g/kWh jest niezgodne z Ustawą o rynku mocy[14]. Nie przewiduje również takich możliwości Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie wewnętrznego rynku energii elektrycznej. Przede wszystkim nie jest to rozwiązanie korzystne dla odbiorców energii, którzy ponoszą bardzo wysokie koszty dodatkowego wsparcia jednostek węglowych. Teoretycznie jednostki mogą nadal pracować w rynku energii – bez wsparcia publicznego.

Zmiana tych reguł prawnych w zakresie derogacji zasady 550 gCO2/kWh wymaga dużych negocjacji na forum Rady UE i Parlamentu Europejskiego, co jest procesem czasochłonnym i ryzykownym, ponieważ zależy od innych czynników, np. wiarygodnego planu osiągania celu neutralności klimatycznej. Szanse na powodzenie tego przedsięwzięcia zwiększyłyby się, gdyby modernizacje jednostek klasy 200 MW powiązać z budową co najmniej 10 GW[15] nowych mocy OZE w kolejnych 5 latach. Zmiana rozporządzenia byłaby bardziej prawdopodobna, gdyby Polska przygotowała realny, wiarygodny plan transformacji energetycznej wraz z datą odejścia od spalania węgla najdalej do 2035 r. oraz planem uzupełnienia mocy. Alternatywnie modernizacje mogą być finansowane ze środków budżetów spółek energetycznych, wówczas zgoda Komisji Europejskiej na sfinansowanie modernizacji nie byłaby wymagana.

Choć niniejsza analiza nie obejmuje szczegółów aspektów finansowych, należy zaznaczyć, że modernizacja istniejących mocy węglowych jest mniej kapitałochłonna od budowy nowych mocy gazowych, zwłaszcza biorąc pod uwagę niepewności na rynku gazu. Budowa bloku gazowo-parowego w EC Żerań o mocy 494 MWe kosztowała 1,5 mld zł, podczas gdy dostosowanie do współpracy z OZE analogicznej mocy w blokach klasy 200 MW kosztuje poniżej 220 mln zł, choć oczywiście w zamian otrzymuje się inny produkt. Zaoszczędzone około 1,3 mld zł można przeznaczyć na bardziej perspektywiczne inwestycje w OZE oraz rozbudowę sieci i magazynów energii, unikając jednocześnie ryzyka osierocenia aktywów gazowych.

Wnioski

W momencie uruchamiania Programu Bloki 200+ miał objąć 54 bloki o mocy ponad 12 GW. Z niniejszej analizy wynika jednak, że modernizacja, przy zapewnieniu odpowiednich parametrów, może mieć sens dla 23 jednostek, choć i ta liczba może być mniejsza po uwzględnieniu dodatkowych kryteriów. Finalnie Program Bloki 200+ mógłby objąć jednostki o maksymalnej mocy 3-5 GW, przy czym dokładny ich wybór powinna poprzedzić inwentaryzacja stanu technicznego wszystkich bloków klasy 200 MW.

Obecny kryzys energetyczny pokazał, że gaz jest wyeksponowany na liczne ryzyka – wahania jego ceny mogą skutecznie blokować inwestycje. Nie jest to też paliwo neutralne dla klimatu. Bloki klasy 200 MW, pod warunkiem uelastycznienia zgodnie z założeniami Programu, mogłyby relatywnie dobrze współpracować z OZE, przechodząc z pracy w podstawie do podszczytowej. Dzięki temu modernizacja części bloków klasy 200 MW mogłaby, w ograniczonym zakresie, zmniejszyć konieczne inwestycje w nowe, elastyczne moce gazowe. Nie oznacza to kompletnej rezygnacji z gazu, którego profil pracy o wiele lepiej przystaje do generacji źródeł niesterowalnych, jednak można oszacować, że 4 GW uealastycznionych mocy węglowych mogłoby zastąpić ok. 2-3 GW gazu. Kryteria wyboru powinny priorytetyzować jednostki o najwyższej sprawności i elastyczności oraz najniższym wskaźniku emisyjności i koszcie produkcji. Naturalnym kandydatem na taki mechanizm byłaby aukcja, w której bloki mogłyby konkurować pomiędzy sobą o przydział z ustalonej puli.

Przedłużanie życia bloków węglowych nie może przerodzić się w odsuwanie decyzji o odchodzeniu od węgla w przyszłości. Data „końca węgla”: rok 2035 powinna być utrzymana, jednocześnie równolegle trzeba zapewnić szybką budowę nowych niskoemisyjnych i odnawialnych mocy wytwórczych oraz inwestycji sieciowych, ze szczególnym naciskiem na sieci dystrybucyjne oraz magazyny energii. Należy zatem przygotować KSE na wycofanie z eksploatacji każdego bloku 200 MW, poprzez równoległe inwestycje w źródła wiatrowe i słoneczne, stabilizowane przez magazyny energii i inne bezemisyjne sterowalne źródła.  Ewentualnie po 2035 r. pojawi się elektrownia jądrowa, która poprawi sytuację polskiego KSE.